互感器讲义.docx
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互感器讲义
互感器培训讲义
一．互感器的作用：
1．电力互感器的作用：
它起作高压隔离和比率变换作用，给电能计量提供与一次回路有准确比例的电压、电流信号。
将电流和电压变小，便于测量。
电流一般变为5A，电压一般变为110V。
2．电流互感器的作用：
简单的说就是用于测量比较大的电流。
其主要作用是:
⑴、将很大的一次电流转变为标准的5安培；
⑵、为测量装置和继电保护的线圈提供电流；
⑶、对一次设备和二次设备进行隔离。
它不仅保证了人身和设备的安全，也使仪表和继电器的制造简单化、标准化，提高了经济效益。
3．电压互感器的作用：
就是将高电压变成低电压,主要供保护、计量、测量等使用.
二．互感器的分类：
电力互感器分为电压互感器和电流互感器两类。
电压互感器 按原理分为电磁感应式和电容分压式两类。
前者多用于220千伏（kV）及以下各种电压等级；后者则一般用于110kV以上的，在330～765kV超高压电力系统中应用较多。
按用途，电压互感器又分为测量用和保护用两类。
①电磁感应式电压互感器。
工作原理与相同。
基本结构也是铁芯和原、副绕组。
特点是容量很小且比较恒定，正常运行时接近于空载状态。
电压互感器本身阻抗很小，一旦副边发生短路，电流将急剧增加而烧毁线圈。
为此，电压互感器原边接有，副边接地，以免原、副边绝缘损坏时，副边出现对地高电位而造成事故。
电磁感应式电压互感器的等值电路与变压器的等值电路相同。
②电容分压式电压互感器。
在电容分压器的基础上制成。
电容式电压互感器多与电力系统载波通信的耦合电容器合用，以简化系统，降低造价。
此时，它还需满足通信运行上的要求。
电流互感器按其功能分为测量用电流互感器和保护用电流互感器两类；测量用电流互感器分为一般用途和特殊用途（S类）两类。
保护用电流互感器分为P类、PR类、PX类和TP类，TP类适用于短路电流具有非周期分量时的暂态情况。
三．互感器的构造：
电流互感器和变压器原理差不多，在构造上也基本一样，都是两个绕组：
一个匝数多、线径细，另外一个匝数少、线径粗。
若匝数多、线径细的绕组是作为一次绕组与被测量的电路并联连接，而匝数少、线径粗的绕组接测量仪表（电压表），则该互感器就是一个电压互感器。
电压互感器实际上就是一台工作在空载状态下的降压变压器（因为电压表是高阻表，电流很小，所以是空载。
又因为一次绕组匝数多、二次绕组匝数少，所以是降压）。
若匝数少、线径粗的绕组是作为一次绕组与被测量的电路串联连接，而匝数多、线径细的绕组接测量仪表（电流表），则该互感器就是一个电流互感器。
电流互感器实际上就是一台工作在短路状态下的升压变压器（因为电流表是低阻表，电流很大，所以相当于短路。
又因为一次绕组匝数少、二次绕组匝数多，所以是升压，而之所以实际电流互感器的二次绕组电压没有升压，是因为它工作在短路状态）。
电流互感器工作时二次绕组绝对不能开路，否则会感应高电压危及设备或人身安全，并因失去二次绕组的去磁磁势，会使铁心严重饱和而失去测量的准确性。
四．互感器的工作原理：
1．电压互感器的工作原理：
在测量交变电流的大电压时,为能够安全测量在火线和地线之间并联一个变压器（接在变压器的输入端）,这个变压器的输出端接入电压表,由于输入线圈的匝数大于输出线圈的匝数,因此输出电压小于输入电压,电压互感器就是降压变压器.
2．电流互感器的工作原理:
在测量交变电流的大电流时,为能够安全测量在火线（或地线）上串联一个变压器（接在变压器的输入端）,这个变压器的输出端接入电流表,由于输入线圈的匝数小于输出线圈的匝数,因此输出电流小于输入电流（这时的输出电压大于输入电压,但是由于变压器是串联在电路中所以输入电压很小,输出电压也不大）,电流互感器就是升压（降流）变压器.
3．电压互感器和电流互感器在作用原理上有什么区别:
主要区别是正常运行时工作状态很不相同，表现为：
1）电流互感器二次可以短路，但不得开路；电压互感器二次可以开路，但不得短路；
2）相对于二次侧的负荷来说，电压互感器的一次内阻抗较小以至可以忽略，可以认为电压互感器是一个电压源；而电流互感器的一次却内阻很大，以至可以认为是一个内阻无穷大的电流源。
3）电压互感器正常工作时的磁通密度接近饱和值，故障时磁通密度下降；电流互感器正常工作时磁通密度很低，而短路时由于一次侧短路电流变得很大，使磁通密度大大增加，有时甚至远远超过饱和值.
五．互感器的验收检查内容:
1．电流互感器的验收检查项目:
1.1安装后投运前电流互感器的验收项目：
1.1.1构架基础符合相关基建要求，无下沉，底脚螺栓无松动，基础上的焊缝无开裂。
1.1.2设备外观清洁完整无缺损。
1.1.3一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。
1.1.4气体绝缘互感器无漏气，压力指示与规定相符。
1.1.5极性关系正确，电流比换接位置符合运行要求。
1.1.6三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。
1.1.7互感器的需要接地各部位应接地良好。
1.1.8反事故措施符合相关要求。
1.1.9保护间隙的距离应符合规定。
1.1.10油漆应完整，相色应正确。
1.1.11验收时应移交详细技术资料和文件。
1.1.12变更设计的证明文件。
1.1.13制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。
1.1.14安装技术记录、器身检查记录、干燥记录。
1.1.15竣工图纸完备。
1.1.16试验报告并且试验结果合格。
1.2电流互感器检修及消缺后的检查验收项目：
1.2.1所有缺陷已消除并验收合格。
1.2.2一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。
1.2.3气体绝缘互感器无漏气，压力指示与规定相符。
1.2.4极性关系正确，电流比换接位置符合运行要求。
1.2.5三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。
1.2.6互感器的需要接地各部位应接地良好。
1.2.7金属部件油漆完整，整体擦洗干净。
1.2.8预防事故措施符合相关要求。
1.2.9检修过程中发现的问题及处理结果。
1.2.10设备上无遗留杂物，场地清洁。
2.1电压互感器的验收检查项目:
2.1安装后投运前电压互感器的验收项目：
2.1.1互感器外观应完整无缺损，螺栓应无松动，附件应齐全，无锈蚀或机械损伤。
2.1.2外壳应无渗油现象，引出端子连接牢固，垫圈、螺母齐全。
2.1.3放电回路应完整且操作灵活。
2.1.4油漆应完整，相色标志正确，接地可靠。
2.1.5具有均压环的互感器，均压环应安装牢固、水平，且方向正确。
具有保护间隙的，应按制造厂规定调好距离。
2.1.6油浸式互感器油位指示应正常，密封应良好，油位指示器、瓷套法兰连接处、放油阀均无渗油现象。
2.1.7二次接线板应完整，引线端子应连接牢固，绝缘良好，标志清晰。
2.1.8隔膜式储油柜的隔膜和金属膨胀器应完整无损，顶盖螺栓紧固。
2.1.9具有吸湿器的互感器，其吸湿剂应干燥，油封油位应正常。
2.1.10验收时应移交详细技术资料和文件。
2.1.11变更设计的证明文件。
2.1.12制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。
2.1.13安装技术记录、器身检查记录、干燥记录。
2.1.14竣工图纸完备。
2.1.15试验报告并且试验结果合格。
2.2电压互感器检修及消缺后的检查验收项目：
2.2.1所有缺陷已消除并验收合格。
2.2.2一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。
2.2.3油浸式互感器无渗漏油，油标指示正常。
2.2.4接线端子标志清晰，运行编号完备。
2.2.5互感器的需要接地各部位应接地良好。
2.2.6金属部件油漆完整，整体擦洗干净。
2.2.7预防事故措施符合相关要求。
2.2.8检修过程中发现的问题及处理结果。
2.2.9设备上无遗留杂物，场地清洁。
六．互感器的交接试验项目及标准:
6.1互感器的交接试验项目：
1、绝缘电阻、直流电阻、介损和电容量试验.
相别
绝缘
电阻
（MΩ）
一次绕组直流电阻
（Ω）
试验
电压
（kV）
Cx
（pF）
%
试验方法
A
一次绕组/
二次及地
二次绕组/地
支架
B
一次绕组/
二次及地
二次绕组/地
支架
C
一次绕组/
二次及地
二次绕组/地
支架
2、绕组变比试验（更换绕组或接线变动后）
相别
变比（k）
实测变比
误差
A
B
C
3、空载损耗和空载电流试验
加压方式
电压（V）
电流（mA）
空载损耗（W）
AX
BX
CX
4、交流耐压试验（倍频感应耐压试验）
相别
A
B
C
试验电压（kV）
时间（min）
结果
5、局部放电试验
相别
A
B
C
试验电压（kV）
放电量（pC）
6.2互感器的交接试验项目的标准：
6.2.1电磁式电压互感器和电流互感器：
检查
项目
检查
周期
检查要求
检查方法
判断/措施
绝缘电阻（包括末屏）
1～3年
＞1000MΩ
绝缘电阻表：
一次、二次绕组用2500V绝缘电阻表
低于1000MΩ，可能是绕组受潮、绝缘油油含水量大,换油后绝缘电阻仍然低，应进行绕组干燥。
油中溶解气体色谱分析
必要时
油中溶解气体含量超过下列值应注意：
总烃100μL/L
H2150μL/L
C2H22μL/L
（电磁式电压互感器及110kV及以下电流互感器）
C2H21μL/L
（220kV及以上电流互感器）
色谱仪
可能端子过热、局部放电、油受潮和绝缘劣化等，应缩短检测周期为每周一次,待稳定4周后,每月检测一次待6个月稳定后,按正常周期试验。
如果乙炔在注意值内异常增大，应停运处理。
绝缘油击穿电压试验
必要时
66kV～220kV
≥35kV/2.5mm
330kV
≥45kV/2.5mm
500kV
≥50kV/2.5mm
油耐压试验
低于此标准,换油或滤油。
介质损耗因数和电容量测量（包括末屏）
1～3年
不应大于DL/T596电力设备预防性试验规程中的相关规定。
电桥
可能为受潮或绝缘劣化。
电流互感器一次绕组的直流电阻（对正立式）
必要时
符合制造厂要求。
可能为一次绕组端子接触不良。
SF6气体水分检测
1～3年
不大于
300μL/L
气体水分分析仪
水分超标可能是渗漏或内部绝缘干燥处理不良。
6.2.2电容式电压互感器：
检查
项目
检查
周期
要求
检查方法
判断/措施
绝缘电阻
1～3年
一般不低于5000MΩ
用2500V绝缘电阻表
低于此值，可能是绝缘受潮，应予以更换。
电容元件介质损耗因数和电容量测量
1～3年
tanδ值不大于下列数值：
油纸绝缘0.005
膜纸复合绝缘0.002。
1）每节电容值偏差不超过额定值的-5%～+10%。
2）电容值大于出厂值的102%时应缩短周期。
3）一相中任两节实测电容值相差不超过5%。
电桥法
1）高于此值则可能为绝缘受潮或劣化，应予以更换。
2）每节电容值偏差超过额定值的-5%～+10%或电容值大于出厂值的102%有可能是电容层击穿。
低压端对地绝缘
1～3年
一般不低于100MΩ
用1000V绝缘电阻表
电磁单元介质损耗因数和电容量测量
1～3年
电桥法
电磁单元绝缘受潮、油质劣化。
七．互感器的运行规定:
7.1电流互感器的运行规定
7.1.1运行中的电流互感器，二次侧不得开路，不得长期过负荷运行。
备用的二次绕组也应短接接地。
7.1.2电流互感器允许在设备最高电流下和额定连续热电流下长期运行，过负荷不得超过10％。
7.1.3运行中的电流互感器二次侧只允许有一处接地。
倒立式电流互感器二次绕组屏蔽罩的接地端子必须可靠接地。
7.1.4SF6电流互感器气压应正常。
7.1.4.1运行中应巡视检查气体密度表工况，产品年漏气率应小于1%。
7.1.4.2若压力表偏出绿色正常压力区（表压小于0.35MPa）时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气，控制补气速度约为0.1MPa/h。
一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。
7.1.4.3如SF6气体压力接近闭锁压力，则应停止运行，着重检查防爆片有否微裂泄漏，并通知制造厂及时处理。
7.1.4.4补气较多时（表压力小于0.2MPa），应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的80-90%）。
7.1.4.5应做好运行及设备的气体监测和异常情况分析，监测应包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。
7.1.5对3/2接线方式，考虑对运行设备的影响，当电流互感器作加压试验时，为防止母差及运行线路的保护误动，应断开开关端子箱内去母差及线路等运行设备的端子连片（在操作票中反应），并在供电前恢复。
7.1.6330kV母差用电流互感器检修过程若有二次接线变动，投运前应先退出母差保护，待做完六角图后方可投入母差保护。
7.1.7主变差动用电流互感器检修过程若有二次接线变动，主变充电时投入差动保护，充电后退出，待做完六角图后方可投入差动保护。
7.1.8若电流互感器经检查内部确实受潮，应将其退出运行。
7.1.9投入运行前，应检查二次接线盒引出端子是否与盒内接地螺栓可靠连接。
7.1.10电流互感器在大修后必须经核相，待核相正确后方可投入运行。
7.2电压互感器的运行规定
7.2.1运行中的电压互感器二次侧严禁短路，不得长期过电压运行。
7.2.2运行中的电压互感器二次绕组只允许有一点接地，二次保险配置应符合要求。
7.2.3停用电压互感器时，应将一次、二次回路全部隔离，以防二次回路反充电。
7.2.4电容式电压互感器断开电源后,须将导电部分多次放电,方可接触。
7.2.5停用电压互感器时应防止距离保护、电压、方向保护及自动装置误动。
7.2.6停用线路侧电压互感器时，应将线路重合闸装置停用。
7.2.7电压互感器允许在1.2倍额定电压下连续运行,中性点有效接地系统中的互感器,允许在1.5倍额定电压下运行30s,中性点非有效接地系统中的电压互感器,在系统无自动切除对地故障保护时,允许在1.9倍额定电压下运行8h。
7.2.8电磁式电压互感器一次绕组N（X）端必须可靠接地,电容式电压互感器的电容分压器低压端子（N、J）必须通过载波回路线圈接地或直接接地。
7.2.9电压互感器大修或二次回路接头工作后，必须核对相序，相序无误后，方可投入运行。
7.2.10电压互感器一般不应与空母线同时运行。
7.2.11电容式电压互感器可以在1.2倍的额定电压下长期运行；用于中性点有效接地系统的电压互感器可以在1.5倍的额定电压下运行30S，用于无自动切除故障的中性点非有效接地系统的电压互感器可以在1.9倍的额定电压下运行8h；为防止过电压的破坏，应采用适当的避雷器进行保护。
7.2.12为防止铁磁谐振过电压和操作过电压，在系统运行方式和倒闸操作中，严禁用有断口电容的开关切合带有电磁式电压互感器的空母线。
7.2.1335kV电压互感器高压保险必须使用合格的保险器，熔丝额定电流不得大于0.5A，严禁使用低压熔丝或不合要求的熔件代替。
低压总保险应用3—5A的熔丝。
7.2.1435PT高压保险连续熔断两次时，应停用检查，并对PT进行绝缘摇测。
测量前，将一、二次线及中性点接线甩开，摇测一、二次之间，一次对地，二次对地，其绝缘电阻不得低于400兆欧。
八．互感器的技术监督:
8.1各级生产管理部门作为互感器技术监督的归口管理部门，应审查各单位互感器的年度检修计划（包括预防性试验计划和缺陷消除计划），并掌握执行情况和存在问题；检查和督促各单位做好互感器绝缘预防性试验、设备维护和缺陷消除工作，参加重大事故调查分析，组织专题调查研究并制订预防事故措施；检查互感器试验报告、设备台账和技术档案；有计划地开展技术培训和技术监督工作经验交流。
各级网、省（市）电力公司委托的技术监督单位，协助生产管理部门做好技术监督的有关具体工作。
8.2运行维护单位应积极贯彻执行上级关于互感器技术监督工作的规定和有关规程、制度以及有关技术措施，做好各项技术管理工作；建立、健全本单位互感器设备台帐和技术档案，按设备管理权限及时向上级主管部门提供有关统计数据，掌握本单位互感器运行中的异常状况，并采取措施，及时予以消除；组织制订本单位互感器检修计划（包括预防性试验计划和缺陷消除计划）和技改工程以及预防事故措施计划，并检查有关部门执行情况；认真按照互感器检修规程，有关的预防事故措施和技术文件，针对设备缺陷或薄弱环节，研究改进措施，并组织实施。
8.3各单位应严格按国家电网公司《变电站管理规范（试行）》、《110（66）kV～500kV互感器运行规范》的要求，分别组织运行和检修人员对互感器进行巡视检查和处理工作。
发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强运行监视。
8.4预防性试验
（一）预防性试验作为互感器运行和维护工作中的一个重要环节，是保证设备安全运行的有效手段之一，是技术监督工作的重要依据。
各单位应按DL/T596有关规定的要求，认真开展互感器的预防性试验工作，做到不超期、不漏项、不误判。
试验周期如达不到上述要求，必须制定由本单位主管生产领导或总工程师批准的管理办法。
（二）当规程规范中有关预防性试验周期存在上下限时，各单位应根据实际状况，明确执行的具体周期。
原则上当互感器存在以下情况时取下限或缩短试验周期：
1．存在缺陷或有证据表明同期、同型号、同厂家产品存在质量问题。
2．新投运或本体大修后的第1年。
（三）停运时间超过6个月的互感器重新投运前应进行预防性试验（包括绝缘油试验），结果合格后方可带电运行。
（四）试验用仪器仪表的管理使用应遵守以下规定：
1.应严格按相关规定进行规范管理和使用，其合格证、校验标签、使用说明书应齐全、有效，保证试验仪器仪表使用的安全性、准确性和可靠性；各单位应定期将仪器、仪表送到有检定资质的单位进行检定与校核，校验超周期者不得使用。
在校验周期内，使用单位应采取必要措施定期对仪器仪表进行通电检查和维护。
2.新购仪器、仪表应送有检定资质的单位进行检定与校核，合格后方可入网使用。
（五）油色谱分析试验应保证取样方法和试验数据准确，以便正确判断。
（六）应重视对试验数据的现场分析工作，当与历史数据相比差异较大时应分析原因，检查试验方法、接线和仪器、仪表档位设置、是否存在电磁干扰等，必要时进行复试，避免对异常数据不进行分析就撤离试验现场。
试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。
（七）当试验数据出现异常时，应立即组织相关部门和人员进行分析，必要时要对互感器进行进一步检查、检测和试验；当表明互感器可能存在缺陷时，应查明情况并采取相应的措施予以消除。
（八）试验报告应严格按相关要求履行审核手续。
8.5带电测试和在线监测
（一）在互感器新安装投运、检修结束投运、大负荷期间、缺陷发展期间和有重要保电任务时，应采用行之有效的带电检测手段（如红外测温等）加强检测工作。
（二）各单位应重视各种带电监测和在线检测设备运行经验的积累工作。
当绝缘在线监测数据与停电（或离线）试验结果不一致时，以停电（或离线）试验结果为准。
8.6设备定级
（一）运行维护单位每年应按国家电网公司《变电站管理规范（试行）》规定对所辖范围内的互感器进行定级。
（定级标准见附录C）
（二）一级、二级为完好设备，要求设备完好率达到100%，一级率应>80%。
（三）定级后，运行维护单位应针对三级设备问题，立即拟定升级计划并积极落实。
对二级设备的问题也应安排计划，有步骤的使其升级。
九．互感器的反事故措施:
9.1电流互感器异常及事故处理:
9.1.1遇有下列情况应停用电流互感器：
9.1.1.1设备内部有放电声响。
9.1.1.2主导流部分接触不良，引起发热变色。
9.1.1.3设备严重放电或瓷质部分有明显裂纹。
9.1.1.4绝缘污秽严重，有污闪可能。
9.1.1.5设备的试验、油化验等主要指标超过规定不能继续运行。
9.1.1.6SF6气体压力表指示为零。
9.1.2故障处理：
故障种类
故障现象
故障原因
检查项目及措施
电流互感器二次回路开路
1.相应的电流、功率指示降低或为零
2.内部有较大的放电声，开路处有火花放电现象、端子排有放电现象
3.主变及母差保护发装置异常和装置闭锁信号
1.内部故障
2.二次接线端子松动
1.根据故障象征，应判断哪一个二次绕组开路，汇报调度将有关的差动保护及距离保护停用
2.查找CT二次回路开路点时应注意安全，尽量减少一次负荷电流，以降低二次回路的电压，应穿绝缘靴、戴绝缘手套，至少两人一起工作
3.查找故障点时不得用手触及二次线，做好防触电措施，并尽快在开路点前CT二次回路端子处，将其可靠短接
4.如确认内部故障引起，应汇报调度转移负荷，将电流互感器停用
互感器着火
CT开路
互感器着火，应先断开电源，做好安全措施，使用干粉灭火器或砂子灭火
9.2电压互感器异常及事故处理:
9.2.1遇有下列情况应停用电压互感器：
9.2.1.1设备漏油，从油位指示器中看不到油位。
9.2.1.2设备内部有放电声响。
9.2.1.3主导流部分接触不良，引起发热变色。
9.2.1.4设备严重放电或瓷质部分有明显裂纹。
9.2.1.5绝缘污秽严重，有污闪可能。
9.2.1.6电压互感器二次电压异常波动。
9.2.1.7设备的试验、油化验等主要指标超过规定不能继续运行。
9.2.2故障原因及处理：
故障种类
故障现象
故障原因
检查项目及措施
电压互感器二次失去电压
1.监控系统发报警信号，二次开关跳闸、二次保险熔断
2.电压互感器对应的电压表指示偏低或无指示，有功无功降低或为零
3.电压互感器对应的电压回路断线信号灯亮，保护发装置异常信号
1.内部故障
2.一、二次回路故障
1.根据监控系统信号，检查保护失压情况，汇报调度将失压可能误动的保护停用
2.如怀疑二次开关损坏引起，可停用保护后试送开关一次，恢复正常后将保护停用，否则汇报调度及上级主管部门
3.如确认系内部故障造成，应汇报调度将故障电压互感器停用
9.2.3电容式电压互感器可能引起异常的原因：
异常情况
可能造成的原因
二次电压为零或低
测量组一次连线有缺陷；二次绕组外部有缺陷；测量组内或电容器C2内有缺陷
二次电压太高
电容器厂端子没接地；电容器C1中有缺陷
二次电压波动
连接头松动；二次回路的绝缘低劣
二次绝缘电阻太低
二次端子太脏或潮湿；测量组中进水
9.2.4TYD型电容式电压互感器的异常运行处
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